СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой.

Широко известны способы эксплуатации углеводородных залежей с применением горизонтальных скважин (ГС) [Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: Недра, 2001. - С. 78].

Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой по мере внедрения в залежь подошвенной воды происходит обводнение горизонтального участка ствола скважины и прекращение добычи газа, приводящее к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи.

Из известных способов эксплуатации углеводородных залежей, близких к заявляемому, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию ее [Первые аспекты целесообразности применения горизонтальных скважин на газонефтяных месторождениях Украины / Бойко Р.Ф., Бойко B.C. - Ивано-Франковск, 1997. - С. 19].

Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой по мере внедрения в залежь подошвенной воды происходит обводнение горизонтального участка ствола скважины и прекращение добычи газа, приводящее к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи.

Наиболее близким из известных способов эксплуатации углеводородных залежей к заявляемому, выбранным в качестве прототипа, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию ее [Пат. №2305755 РФ. E21B 43/00, 43/26, опубл. 10.09.2007].

Недостатком этого способа является то, что он осуществляется только на завершающей стадии разработки залежи в зоне низкопроницаемых пород и не затрагивает все стадии разработки залежи, начиная от начальной стадии до заключительной. При этом перфорация ГС осуществляется гидравлическим разрывом пласта, что требует дополнительных затрат на его проведение.

При существующих способах разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений повысить величину коэффициентов эксплуатации и конечного коэффициента нефтегазоотдачи не удается ввиду массового обводнения добывающих скважин, обусловленного поднятием и подтягиванием нефте- или газоводяного контакта к интервалам перфорации скважин через негерметичный цементный камень их заколонного пространства. В то же время для обеспечения проектных дебитов газа и нефти необходимо создать повышенные перепады давления внутри самого продуктивного пласта, что, в свою очередь, интенсифицирует приток пластовой воды в залежь, а также разрушение коллектора при падении пластового давления и увлажнение его внедряющейся пластовой водой.

Дорогостоящие капитальные ремонты по ликвидации притока пластовых вод и промывке песчаных пробок в скважинах делают в конечном итоге добычу газа или нефти из такой залежи нерентабельной и приводят к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи. Но увеличение только на один процент коэффициента эксплуатации и нефтегазоотдачи по таким месторождениям, как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское, позволит дополнительно добывать углеводородное сырье в объеме более 100 млрд м³, что равносильно открытию нового месторождения.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении получения максимально возможной добычи газа или нефти из залежи углеводородов за весь период разработки.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении продолжительности добычи газа или нефти из обводняющихся скважин, в повышении коэффициента эксплуатации и конечного коэффициента нефтегазоотдачи из залежи с минимальными затратами.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе эксплуатации залежи углеводородов, включающем прокладку горизонтальных скважин, перфорацию их, в отличие от прототипа при эксплуатации залежи углеводородов с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола, при этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы, первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт, определенный проектом разработки, и обсаживают эксплуатационной колонной, второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта, горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту, в горизонтальном стволе размещен скважинный фильтр с выполненными в нем отверстиями, во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака скважинного фильтра, в процессе эксплуатации залежи углеводородов первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне, а по мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды, перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта и перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта, с последующей ликвидацией горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой, после этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне.

Отличительным признаком заявляемого изобретения является эксплуатация залежи углеводородов на всем ее жизненном цикле: с начальной стадии эксплуатации, когда подошвенная вода находится в покое, до завершающей стадии, когда подошвенная вода начинает внедряться в залежь, обводняя скважины. При этом возможность эксплуатации залежи на всем протяжении жизненного цикла связана с особенностями профиля добывающих скважин и их конструкции. Тем самым достигается единство заявляемого изобретения - эксплуатация залежи на всем протяжении жизненного цикла залежи от начальной стадии ее эксплуатации до заключительной. При этом каждый элемент технического решения не может существовать отдельно друг от друга, а вместе они образуют новое, ранее неизвестное техническое решение, что соответствует изобретательскому уровню.

На фиг. 1 показана схема реализации заявляемого способа на начальной стадии эксплуатации залежи; на фиг. 2 - на стадии внедрения в залежь подошвенной воды и обводнения горизонтального участка ствола скважины; на фиг. 3 - на стадии ликвидации горизонтального участка ствола скважины путем спуска гибкой трубы до башмака скважинного фильтра; на фиг. 4 - на стадии ликвидации горизонтального участка ствола скважины в момент приподъема гибкой трубы и заполнения скважинного фильтра цементным тампонажным раствором; на фиг. 5 - на заключительной стадии эксплуатации залежи.

Способ реализуется следующим образом.

В залежи с активной подошвенной водой, сложенной в верхней части низкопроницаемыми породами, а в нижней - рыхлыми высокопроницаемыми породами, на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным 1, двумя наклонными 2 и 3 под углами соответственно 30-40 и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным 4 участками ствола.

Вертикальный участок ствола 1 (фиг. 1) бурят до башмака кондуктора 5, перекрывающего многолетнемерзлые породы 6. Такое размещение вертикального участка ствола 1, обсаженного кондуктором, с одной стороны, защищает многолетнемерзлые породы от растепления под воздействием температуры эксплуатирующейся скважины и предотвращает смятие кондуктора при обратном промерзании этих пород, а с другой стороны - обеспечивает возможность проведения надежного искривления ствола.

Первый наклонный участок ствола 2 бурят до входа в продуктивный пласт 7, определенный проектом разработки, сложенный низкопроницаемыми породами, и обсаживают эксплуатационной колонной 8. При прокладке ствола менее 30 градусов от вертикали велика вероятность попадания этого ствола в ствол рядом бурящейся на одном кусте скважины. При прокладке ствола более 40 градусов от вертикали велика вероятность непопадания этого ствола в заданную проектом разработки точку входа ствола в продуктивный пласт.

Второй наклонный участок ствола 3 бурят длиной 450-800 м по продуктивному пласту 7, сложенному рыхлыми высокопроницаемыми породами, до отметки на 20 м выше газо- или нефтеводяного контакта 9, определенному проектом разработки с целью вскрытия необходимого для разработки интервала продуктивного пласта, и обсаживают хвостовиком-фильтром 10, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны 8 с помощью подвесного устройства 11. Верхняя часть хвостовика-фильтра 10 размещена в низкопроницаемых породах. Нижняя часть хвостовика-фильтра 10 представляет собой скважинный фильтр 12 с отверстиями 13. При прокладке второго наклонного участка ствола менее 45 градусов от вертикали велика вероятность попадания этого ствола мимо заданного проектом разработки интервала продуктивного пласта, в котором имеются запасы газа или нефти, в зону отсутствия данного продуктивного интервала, либо ниже продуктивного пласта. При прокладке ствола более 60 градусов от вертикали велика вероятность непопадания этого ствола в заданный проектом разработки интервал продуктивного пласта и невскрытия им продуктивного пласта, либо выше продуктивного пласта. Длина второго наклонного участка ствола выбирается в интервале 450-800 м, являющемся оптимальной величиной длины ствола, обеспечивающей приток газа или нефти из продуктивного пласта через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра после обводнения нижней части залежи. При длине перфорированного участка менее 450 м высока вероятность неполучения необходимого притока, а значит, и недостижения проектного объема добычи газа или нефти. При длине перфорированного участка более 800 м высока вероятность неполучения необходимого притока, а значит, и недостижения проектного объема добычи газа или нефти из-за быстрого подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних перфорационных отверстий хвостовика-фильтра.

Горизонтальный участок ствола 4 бурят по продуктивному пласту 7, сложенному рыхлыми высокопроницаемыми породами, склонными к обвалам и пескопроявлениям, параллельно газо- или нефтеводяному контакту 9 длиной 150-450 м, исходя из опыта эксплуатации горизонтальных стволов на данном месторождении с целью недопущения зашламованности ствола окружающими горными породами. В нем размещен скважинный фильтр 12 с выполненными в нем отверстиями 13, предотвращающий обвалы стенок скважины по причине разрушения рыхлых пород пласта. Прокладка горизонтального ствола 4 строго под углом в 90 градусов от вертикали практически невозможна, поэтому интервал разброса величин этого угла в пределах 80-90 градусов представляет собой оптимальный люфт, то есть возможный разброс этого угла. В случае отсутствия в горизонтальном стволе скважинного фильтра зашламованность горизонтального участка ствола из опыта эксплуатации в рыхлых породах составляет первоначально 200 м, а по мере добычи газа или нефти за счет обвалов стенок и выноса слабосцементированных пород зашламованность ствола увеличивается, а длина ствола уменьшается до 150 м или до полного перекрытия ствола. При наличии скважинного фильтра длину горизонтального участка можно увеличить до 400-450 м, но не до бесконечности. Со временем отверстия фильтра будут перекрыты породой и добыча газа или нефти прекратится.

Во внутренней полости эксплуатационной колонны 8 и хвостовика-фильтра 10 размещена лифтовая колонна 13 из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака 15 скважинного фильтра 12.

В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия 13 скважинного фильтра 12 и транспортировку их на поверхность по лифтовой колонне 14. При этом зона дренирования 16 горизонтального участка ствола 4 образует достаточно большую зону по вертикали и горизонтали от газо- или нефтеводяного контакта до верхних слоев низкопроницаемых пород верхней части продуктивного пласта.

По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола 4 водяного конуса 17 пластовой подошвенной воды, перекрытия им отверстий 13 скважинного фильтра 12 на 50-80% его длины проводится приподъем лифтовой колонны 14 до кровли 18 продуктивного пласта 7 (фиг. 2). При перекрытии водяным конусом отверстий скважинного фильтра менее 50% его длины, как показывает практика, отбор газа или нефти несущественно сказывается на объеме их добычи, а при перекрытии им отверстий более 80% существенно сказывается на добыче нефти и газа, порою снижая объем добычи в два и более раза. Причем дальнейшее снижение числа неперекрытых отверстий скважинного фильтра ведет к прекращению добычи из обводняющейся скважины. Как показывает практика, некоторое незначительное снижение добычи позволяет провести работы по перфорации хвостовика-фильтра и восстановить потерю добычи.

После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра 10 второго наклонного участка ствола 3 спуском перфоратора (не показан) через лифтовую колонну 14 в газовой или нефтяной среде в интервале от кровли 18 продуктивного пласта 7 до головы скважинного фильтра 12 с учетом размещения нижних перфорационных отверстий 19 на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта 20 (фиг. 2).

Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка ствола 4, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора 22 через гибкую трубу 23, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны 14 до башмака 15 скважинного фильтра 12, или путем перекрытия ствола скважины выше головы скважинного фильтра 12 мостовой пробкой (не показано) (фиг. 3 и 4).

В случае спуска в скважину гибкой трубы 23 (фиг. 3) последующую операцию по ликвидации обводненного горизонтального участка ствола 4 проводят следующим образом: при медленном подъеме гибкой трубы 23 (фиг. 4) до головы скважинного фильтра 12 осуществляют закачивание в скважину цементного тампонажного раствора 22 с заполнением им внутренней полости скважинного фильтра 12.

После завершения периода ожидания затвердевания цемента, определения прочности полученного цементного камня из скважины извлекают гибкую трубу 23 (фиг. 5).

В случае перекрытия ствола скважины выше головы скважинного фильтра 12 мостовой пробкой последующую операцию по ликвидации обводненного горизонтального участка ствола 4 проводят следующим образом: после спуска в скважину мостовой пробки осуществляют ее установку, при этом ее фиксирующие и уплотнительные элементы крепят во внутренней полости хвостовика-фильтра 10 и герметизируют ствол скважины.

Далее доспускают лифтовую колонну 14 до нижних перфорационных отверстий 19 хвостовика- фильтра 10 и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия 19 и транспортировку их на поверхность по лифтовой колонне 14. При этом зона дренирования 21 второго наклонного участка ствола 3 образует достаточную зону по вертикали и горизонтали от текущего газо- или нефтеводяного контакта 20 до кровли продуктивного пласта 7.

Реализация заявляемого изобретения устраняет те негативные обстоятельства, которые не позволяют повысить коэффициенты эксплуатации и конечной нефтегазоотдачи при разработке месторождения традиционными способами.

Во-первых, может быть обеспечена длительная эксплуатация залежи на всем ее жизненном цикле: с начальной стадии разработки до завершающей.

Во-вторых, могут быть обеспечены высокие дебиты скважин на начальной стадии эксплуатации, прискважинная зона которых в горизонтальном участке не будет загрязнена кольматирующими компонентами при вскрытии продуктивного пласта из-за наличия скважинного фильтра с уже готовыми, выполненными на поверхности отверстиями.

В-третьих, могут быть обеспечены высокие дебиты скважин на последующих стадиях эксплуатации, прискважинная зона которых на наклонном участке не будет загрязнена кольматирующими компонентами при вскрытии продуктивного пласта в газовой или нефтяной среде.

В-четвертых, снижение депрессии давления при вскрытии продуктивного пласта позволит предотвратить разрушение скелета горных пород, слагающих продуктивный пласт, и снизить скорость продвижения подошвенных вод в залежь.

В-пятых, использование гибкой трубы или канатной техники при ликвидации обводненного горизонтального участка ствола скважины обеспечит минимальные затраты времени на проведение операции и нахождение скважины в бездействии, кроме того, способствуют снижению цены добываемого из залежи углеводородного сырья.

В-шестых, оборудование горизонтального участка ствола скважинным фильтром позволяет увеличить длину этого участка без опасения его зашламованности или обвала стенок ствола при проводке горизонтального участка в рыхлых породах, таких как сеноманские песчаные отложения.

Примеры реализации заявляемого способа

Пример первый

В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными под углами соответственно 30 и 45 градусов от вертикали и горизонтальным участками ствола. Вертикальный участок бурят до глубины участка 500 м, перекрывающего многолетнемерзлые породы, и обсаживают кондуктором диаметром 324 мм. Первый наклонный участок длиной 1200 м бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной. Второй наклонный участок длиной 500 м бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше газоводяного контакта и обсаживают хвостовиком-фильтром диаметром 168 мм, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства типа ПХН 219/168. Горизонтальный участок ствола длиной 200 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту и обсаживают скважинным фильтром типа ФС-168. Во внутренней полости эксплуатационной колонны и хвостовика-фильтра размещают лифтовую колонну диаметром 114 мм, которая спущена до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра ФС-168 и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса, перекрытия пластовой водой отверстий скважинного фильтра ФС-168 на 55% его длины проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта. После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра спуском перфоратора ПКС-80 через лифтовую колонну в газовой или нефтяной среде в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка путем закачивания цементного тампонажного раствора на основе ПТЦ-100 через гибкую трубу диаметром 48 мм, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны. Далее, после извлечения гибкой трубы из скважины доспускают лифтовую колонну до нижних перфорационных отверстий и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну.

Пример второй

В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными под углами соответственно 40 и 50 градусов от вертикали и горизонтальным участками ствола. Вертикальный участок ствола бурят до глубины учатка 500 м, перекрывающего многолетнемерзлые породы, и обсаживают кондуктором диаметром 245 мм. Первый наклонный участок ствола длиной 1500 м бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Второй наклонный участок ствола длиной 600 м бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше газо- или нефтеводяного контакта и обсаживают хвостовиком-фильтром диаметром 146 мм, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства типа ПХН 168/146. Горизонтальный участок ствола длиной 300 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту и обсаживают скважинным фильтром типа ФС-146. Во внутренней полости эксплуатационной колонны и хвостовика-фильтра размещают лифтовую колонну диаметром 89 мм, которую спускают до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра ФС-146 и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса, перекрытия пластовой водой отверстий скважинного фильтра ФС-146 на 65% его длины проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта. После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра спуском перфоратора PJ 2906 «омега» через лифтовую колонну в газовой или нефтяной среде в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка ствола путем закачивания цементного тампонажного раствора на основе портландцемента ПТЦ-50, суперпластификатора С-3, поливинилового спирта ПВС 18/11 и полипропиленового волокна через гибкую трубу диаметром 38 мм, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны. Далее, после извлечения гибкой трубы из скважины доспускают лифтовую колонну до средних перфорационных отверстий и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну.

Пример третий

В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными под углами соответственно 45 и 60 градусов от вертикали и горизонтальным участками ствола. Вертикальный участок ствола бурят до глубины участка 500 м, перекрывающего многолетнемерзлые породы, и обсаживают кондуктором диаметром 219 мм. Первый наклонный участок ствола длиной 2000 м бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 146 мм. Второй наклонный участок ствола длиной 700 м бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше газо- или нефтеводяного контакта и обсаживают хвостовиком-фильтром диаметром 140 мм, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства типа ПХН 140/146. Горизонтальный участок ствола длиной 400 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту и обсаживают скважинным фильтром типа ФС-140. Во внутренней полости эксплуатационной колонны и хвостовика-фильтра размещают лифтовую колонну диаметром 73 мм, которая спущена до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводится отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра ФС-140 и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса, перекрытия пластовой водой отверстий скважинного фильтра ФС-140 на 75% его длины проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта. После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра спуском перфоратора ЗПКТ 73-ГП через лифтовую колонну в газовой или водяной среде в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка ствола путем перекрытия ствола скважины выше головы скважинного фильтра мостовой пробкой фирмы Baker. Далее, после извлечения гибкой трубы из скважины доспускают лифтовую колонну до верхних перфорационных отверстий и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну.